競爭方式配置項目下光伏項目的投資風險與策略

■ 王淑娟彭立斌

（1.新維智能電力（蘇州）有限公司；2.北京君陽投資有限公司公司）

競爭方式配置項目下光伏項目的投資風險與策略

■ 王淑娟1*彭立斌2

（1.新維智能電力（蘇州）有限公司；2.北京君陽投資有限公司公司）

0　引言

對于光伏電站投資者而言，“路條”是稀缺資源。為了拿到建設規模指標，在前期項目備案過程中產生了各種亂象：倒賣路條、指標拍賣、必須用本地設備、給當地配套投資……無一不增加了投資商的投資成本，影響光伏行業的健康發展。

面對這些亂象，國家能源局出臺了《關于完善太陽能發電規模管理和實行競爭方式配置項目的指導意見(征求意見稿)》(以下簡稱《征求意見稿》)，希望對光伏前期的指標分配進行更加規范的管理，并已征求了多輪意見。

對于《征求意見稿》的出臺，筆者十分贊成，然而在具體競爭條件的落實過程中，也有一些擔憂：1)在“可再生能源限電”“補貼拖欠”兩個問題未解決前，如何形成“競爭性上網電價”？2)隨著該辦法的落實，光伏電站投資會不會產生“國進民退”的現象？

1　征求意見稿中指標配置方式介紹

征求意見稿中提出，未來的光伏項目將分成3類進行規模指標的配置，如表1所示。

表1　未來光伏項目規模指標的配置方式

表1中，后兩者的規模最大，都要采取競爭性配置的方式，即根據省發改委提前提交的《光伏項目競爭性配置方法》《基地光伏項目競爭性配置方法》進行規模指標的分配。根據征求意見稿，這兩個配置辦法的具體內容由各省發改委確定，但國家發改委給出了配置辦法中“應當”和“不應當”包含的內容，如表2所示。

表2　征求意見稿對配置辦法包含內容的規定

表2中“不應當包含的內容”加大了市場的公平競爭，降低了企業的開發成本，大部分企業肯定會強烈贊成，就不再贅述。下文將就表2中“應當包含的內容”會給企業未來投資光伏項目造成何種影響進行分析。

2　競爭性電價對于光伏項目的影響

表2“應當包含的內容”的6個條件中，對項目投資決策影響最大的應是“上網電價”。

2.1未來標桿電價下降是大概率事件

2015年12月22日國家發改委下發的《關于完善陸上風電、光伏發電上網標桿電價政策的通知》(發改價格[2015]3044號)也提出：鼓勵各地通過招標等市場競爭方式確定陸上風電、光伏發電等新能源業主和上網電價，但通過競爭方式形成的上網電價不得高于國家規定的同類陸上風電、光伏發電項目當地上網標桿電價水平。

鼓勵企業在合理范圍內競爭低電價，有利于節省國家補貼，使相同的補貼資金可以補貼更多的項目，也有利于緩解我國補貼不足的局面。

另一方面，2016年不競爭電價，2017年也可能面臨電價下調的局面。

在“發改價格[2015]3044號”文件中提出：為使投資收益明確，陸上風電一并確定2016年和2018年標桿電價；光伏發電先確定2016年標桿電價，2017年以后的價格另行確定。

可見，2017年光伏3類電價區的標桿電價進一步下降是大概率事件。與其等著2017年更低的電價，還不如在2016年競爭電價。

2.2標桿電價下降的影響

標桿電價下調對項目的收益究竟有多大影響？不同電價水平下項目的融資前稅前內部收益率計算結果如圖1所示。

圖1　標桿電價下降對項目內部收益率的影響估算

從圖1可以看出，在相同的峰值小時數下，電價下降0.05元，收益率下降0.7%～1.4%，峰值小時數越高，電價對內部收益率的影響越大(3類電價區影響更大一些)。

如果在目前標桿電價下項目的收益較高，標桿電價還是有下降空間的。圖2為3類電價區在現有標桿電價下、不限電的情況下，不同投資水平、不同峰值小時數的項目融資前稅前內部收益率估算。

圖2　不同投資水平、不同峰值小時數項目內部收益率的估算(不限電)

從圖2可以看出，按照8000元/kW的全投資水平，各電價區部分區域的電價都有一定的下降空間，尤其是Ⅰ類地區，還有一個較大的下降空間。

必須強調的是，上述計算結果是在發電量可預測(不限電)、資金流可預測(電費不拖欠)的財務模型下計算而來的；如果考慮限電和補貼拖欠，結論將完全變化。

如果按照圖2中的理想模型，光伏項目電價有下降空間，那投資商如何來計算競爭電價？一般情況下，投資者對項目的收益率都有要求(如資本金IRR>12%)，項目的投資、運營成本(資金流出)可以通過概算獲得，發電量可通過資源數據計算獲得，因此可推算出達到預期收益的電價，如圖3所示。

圖3　獲得反算電價的邏輯關系

因此，要獲得反算電價，其他各因素都應該是可預測的。若發生限電，則發電量不可預測；若發生補貼拖欠，則資金流入時間不可預測，影響財務費用。因此，需要分析限電和補貼拖欠的發生風險，以及它們會對項目收益產生的影響。

3　限電對于光伏項目的影響

3.12015年光伏項目限電情況

根據國家氣象局發布的報告，2015年固定式最佳傾角峰值小時數全國平均值為1710.2 h(包含重慶等資源最差區域)；按照80%的系統效率考慮，年滿發小時數為1368.2 h；考慮平均衰減5年(我國光伏項目主要在2010年后大規模上馬)，滿發小時數約為1300 h。由于我國資源最好的西北部光伏電站裝機比例占58%，因此，1300 h應為一個保守數值。與之形成鮮明對比的是，國家發改委公布2015年全國光伏電站的平均利用小時數為1133 h，比1300 h低13%(國家發改委2015年9月公布的全國限電數據為10%，冬季限電更高)。

3.22016年電力供需比例加大，限電可能加劇

2016年的限電情況是否會有所緩解？表3 為2010～2015年全社會用電量情況。

表3　2010～2015年全社會用電量情況

由表3可以看出，由于節能降耗將是未來的發展方向，中央對各省都有節能要求，以及全社會經濟發展速度放緩等原因，我國電力消費的增速在逐年放緩。有專家預計，我國的能源消費將在2025～2030年達到峰值。

與之對應的是電力裝機量快速增加。2015年全國累計裝機150673萬kW，同比增長10.4%。用電量和裝機量增速一個放緩、一個快速增加，結果必然是機組的利用小時數下降。根據中電聯的數據，2015年全國火電利用小時數為3916 h，同比下降355 h(下降9.1%)；風電利用小時數為1611 h，同比下降74 h(下降4.6%)。

風電等可再生能源的限電問題得到社會的廣泛關注，其實在競爭上網電量的角逐中，火電也損失慘重。

根據中電聯2016年2月23日發布的《2016年度全國電力供需形勢分析預測報告》，2016年，宏觀經濟增速總體將呈現穩中緩降態勢，在考慮常年氣溫水平的情況下，預計2016年全社會用電量同比增長1%～2%；預計全年新增發電裝機約1 億kW；年底全國發電裝機達到16.1億kW，同比增長約6.5%。可見，2016年電力的供需比例將進一步拉大，限電局面很難短時間緩解。

表4為《光伏們》報道的蒙西電網2015、2016年同期棄光小時數對比。

表4　蒙西電網2015、2016年同期棄光小時數對比

由表4可知，蒙西電網2016年1～2月的棄光小時數是2015年的2倍。另據了解，今年一季度，寧夏棄光67%，新疆、甘肅也都達到50%以上。

3.3國家解決限電的措施近期內難見成效

為了解決可再生能源的限電問題，2016年3 月24日，國家發改委印發《可再生能源發電全額保障性收購管理辦法》(以下簡稱《管理辦法》)。然而在2009年12月26日《可再生能源法》頒布后，2010～2015年期間，我國僅棄風造成的電量損失達998億kWh。具有法律效力的政策尚無法解決限電問題，一個僅為“部門規章”的全額保障性收購管理辦法，未來表現可能也是心有余而力不足。

另一方面，《管理辦法》將可再生能源并網發電項目年發電量分為保障性收購電量部分和市場交易電量部分，“保障性收購電量部分通過優先安排年度發電計劃、與電網公司簽訂優先發電合同保障全額按標桿上網電價收購；市場交易電量部分由可再生能源發電企業通過參與市場競爭方式獲得發電合同，電網企業按照優先調度原則執行發電合同”。可見，《管理辦法》僅僅保障了可再生能源的部分發電量，一定比例的電量如果與火電競價失敗，仍將面臨被棄的局面。同時，《管理辦法》中也提出，未來將“根據產業發展情況和可再生能源裝機投產情況對各地區各類可再生能源發電保障性收購年利用小時數適時進行調整”。另外，由于不同年份投資的風電、光伏項目初始投資差距大，劃定一個統一的保障性收購電量對他們的影響肯定是不一樣的，這樣是否合理？

目前，“保障性收購年利用小時” 尚無確定的出臺時間，而今年的限電情況已經比去年加劇。

綜上所述，2016年的限電形勢如此嚴峻，我們很難預測項目的發電量。因此，在財務模型里，發電量這一項是很難處理的，直接影響對反算電價的計算。

4　補貼拖欠對于光伏項目的影響

4.1光伏標桿電價的構成

光伏電站標桿電價是由脫硫標桿電價和國家補貼兩部分構成，前一部分由電網提供，后一部分由國家的可再生能源基金支付。表5統計了3類電價區脫硫標桿電價和國家補貼的平均水平。

表5　光伏標桿電價的構成（單位：元/kWh）

由表5可以看出，補貼在光伏標桿電價中的占比約為60%，在電價下調之前占比更大。如果一旦發生補貼拖欠，則投資商約60%的收入將被拖欠。

4.2補貼拖欠案例分析

舉例來說明補貼拖欠對項目收入的影響，如表6所示。

從表6可知，補貼收入占電費收入的56.7%。一旦拖欠，將會大幅增加項目的財務費用。據報道，補貼被拖欠最長的時間，已經達到3年。表7是拖欠3年情形下，項目的財務費用估算。由表7可知，3年累計拖欠的補貼金額達到1.06億，接近于表6中的資本金，幾乎相當于重新投資了一個項目，對業主的現金流造成了非常大的壓力。由于補貼拖欠造成投資業主多支付銀行利息為1070萬元，會造成資本金收益降低3%～4%。

表6　典型光伏項目的關鍵參數

因此，由于補貼拖欠造成現金流變差，可能會直接影響到企業的未來投資計劃；同時，也給企業造成了經濟損失，導致收益下降。

4.3補貼拖欠問題近期可能很難解決

可再生能源附加補貼對象包含3方面，分別為：可再生能源發電項目(風電、光伏、生物質等)、可再生能源項目接網工程、公共可再生能源獨立電力系統。僅可再生能源發電項目中的風電、光伏補貼，未來補貼資金都覆蓋不住。

根據國家“十三五”的風電、光伏規劃，預測未來風電、光伏項目在不限電情況下需要的度電補貼如表8所示；同時，對未來國家可再生能源資金的總金額進行了估算，并結合表8中所需的補貼額度，估算了理論上每度電應收取的可再生能源附加，如表9所示。

表7　補貼被拖欠3年情形下的財務費用（單位：萬元）

表8　未來風電、光伏項目在不限電情況下需要的度電補貼估算

表9　繳納補貼用電量（除居民用電和農業生產用電，第二產業、第三產業用電）

可見，目前收取1.9分/kWh的附加，根本無法滿足未來補貼資金的需求。因此，可再生能源資金不足的問題還將存在，這將造成項目的財務費用不確定，無法獲得反算電價。

5　競爭性配置對投資的影響

5.1競電價的影響

從上述幾個方面的分析可以清楚看出，要想獲得準確的反算電價，必須有準確的發電量預測及準確的資金流入時間預測，否則將直接影響財務測算模型，無法獲得準確的結果。

因此，競價上網必須在以下前提下開展：1)確定項目“保障性收購年利用小時”，并嚴格執行；2)保證補貼到帳的時間。

5.2其他競爭因素的影響

其他幾個因素中，在企業技術、投資能力和對地方經濟轉型貢獻方面，大型國有企業具有明顯的優勢；在土地綜合利用方面，各種互補型電站、高效組件會更有優勢。

5.3相似政策類比

競爭性配置規模指標的辦法，在很多方面與“特許權招標”有相似之處：同樣都是一定的規模，同樣要以電價為核心進行綜合必選。因此，本文采用“特許權招標”的一些情況，對“競爭性配置”的影響進行分析。

表10為兩期光伏特許權投標的結果，表11為投標人的企業性質統計。從表10和表11可看出，民企的投標電價明顯高于國企，中標企業基本都是央企(除魯能外)。2010年國企就投出0.7288元/ kWh的中標電價，顯示出在競爭電價中的實力。

表10　兩期光伏特許權投標結果

表11　第二期投標企業性質統計

綜上所述，在承壓能力(限電壓力、補貼拖欠壓力)、低電價競爭力、其他綜合實力等方面，大型央企、國企具有明顯的競爭優勢。因此，競爭性配置辦法實施之后，光伏電站投資市場很可能出現“國進民退”的現象。

6　對于企業的投資建議

6.1大型央企、國有企業

大型央企、國有企業具有如下特點：

1)資信等級高，融資成本低；

2)傳統能源裝機容量大，可再生能源配額任務大，且完成情況受國家能源局的監督，對可再生能源的裝機容量需求大；

3)資金實力強，抗資金壓力能力強；

4)企業內部流程長，項目開發成本高，服務靈活性差。

鑒于上述特點，建議大型國有企業的投資標的為：優質的大型地面電站項目(限電少的地區)。中東部地面電站(集中電站、分布式)只要項目質量好，控制好土地風險，是不錯的選擇。

6.2民營企業

民營企業具有如下特點：

1)融資成本較高；

2)抗資金壓力能力較弱；

3)決策流程短，項目開發成本低；

4)機制靈活，服務好；

5)對可再生能源容量無硬性需求。

鑒于上述特點，建議民營企業的投資標的為優質的分布式光伏項目。以大的負荷為中心，建設配電網側的分布式，并形成售電業務。

建議民營企業選擇分布式光伏，還基于以下原因：

1)屋頂分布式不需要規模指標；2)擁有分布式風電、太陽能發電的用戶通過供電企業足額收購予以保障，目前不參與市場競爭；3)所有售電電費的結算，由電網公司代收代付，解決了分布式光伏發電結算上的隱憂。

以上3點很好地回避了民營企業在競爭中的弱勢，充分發揮其管理靈活、服務好的長處。因此，未來的分布式光伏市場，應該是民營企業的優選領域。

致謝：文中案例的數據由君陽太陽能的郭曉暉提供，計鵬咨詢的李宜真協助。特此感謝！

2016-04-19

王淑娟(1981—)，女，碩士研究生，主要從事太陽能資源分析、光伏系統設計方面的研究。luckygirlwsj@163.com